Чем лучше уравновешен привод ушгн тем
Тест №1 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» МДК 02.01. «Техника и технология исследования скважин»
Тест №1 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 02.01. «Техника и технология исследования скважин»
Просмотр содержимого документа
«Тест №1 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» МДК 02.01. «Техника и технология исследования скважин»»
Тест №1 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 02.01. «Техника и технология исследования скважин»
1. В формуле для определения суточной производительности УШГН- коэффициент подачи имеет единицу измерения:
2. По динамограмме можно определить следующий коэффициент, участвующий в определении коэффициента подачи ШГН:
а)- учитывающий утечки в НКТ;
б)- учитывающий утечки в насосе;
в)- характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность;
г)- учитывающий различие в длине хода устьевого штока и плунжера насоса;
д)- наполнения насоса.
3. В формуле теоретической производительности УШГН величина Рн определяет:
а)- площадь сечения цилиндра насоса;
б)- площадь сечения плунжера насоса;
в)- площадь сечения обсадной колонны;
г)- средняя площадь сечения насосных штанг;
д)- площадь сечения НКТ.
4.Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для безводных девонских нефтей равен:
5. Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для каменноугольных нефтей равен:
6.Какое количество зажимов устанавливаются на каждом конце канатной подвески?
7. Какое расстояние должно быть между зажимами канатной подвески?
а)- не менее 6 диаметров каната;
б)- не менее 5 диаметров каната;
в)- не менее 4 диаметров каната;
а) Высота перильного ограждения должна быть не менее 1,5м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35м.
б) Высота перильного ограждения должна быть не менее 1,8м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4.
в) Высота перильного ограждения должна быть не менее 1,7м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4м.
г) Высота перильного ограждения должна быть не менее 1,6м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35м.
д) Высота перильного ограждения должна быть не менее 1,5м, расстояние до движущихся частей не менее 0,5м.
10. Установленный срок службы штанг?
Тест №2 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 01.02. «Монтаж, демонтаж и ремонт оборудования»
1.Средний срок службы штанг?
в) – не менее 5,5 лет.
2. Какому значению соответствует зазор между плунжером и цилиндром насоса группы посадки Fit 2?
3. Рекомендуемая группа посадки насосов для скважин, эксплуатирующих девонские отложения в ОАО «Татнефть»?
4. Какой глубины на поверхности тела штанг допускаются без удаления продольные и поперечные дефекты?
5. Допустимое расстояние от нижней точки кривошипа до земли?
а) – не менее 300 мм.
6. Заземляющие проводники, соединяющие раму привода с кондуктором, должны быть заглублены в землю не менее?
7.Расстояние между подвеской и устьевым сальником в крайнем нижнем положении головки балансира должно быть?
8.Глубина залегания терригенных отложений верхнего девона (пласты До-Д1).
9. В группу малодебитных скважин входят скважины:
а) – с содержанием нефти в воде до 1 тн/сут. при высоте подъема до 1400 м.
б) – с содержанием нефти в воде более 1 тн/сут. при высоте подъема до 1400 м.
в) – с дебитом нефти более 5 тн/сут. при высоте подъема до 1400 м.
г) – с дебитом жидкости менее 5 тн/сут. при высоте подъема до 1400 м.
д) – с дебитом нефти и газа 10 тн/сут. при высоте подъема до 1400 м.
10.Определение высокосернистых скважин в процентном отношении содержания серы в
Тест №3 по профессии «Оператор по добыче нефти и газа»
МДК 02.01. «Техника и технология исследования скважин»
1.Определение высокопарафинистых скважин в процентном отношении парафина в нефти:
2.Какие скважины относятся к среднеобводненным в процентном отношении к
3.К высоковязким нефтям (ВВН) относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях
4.С малой глубиной спуска насоса принято классифицировать следующие скважины, у
а) – прием насоса на глубине до 300 м
б) – прием насоса на глубине до 450 м
в) – прием насоса на глубине до 450-1350 м
5. Давление насыщения газом нефти нижнего карбона составляет:
6.Пластовая температура среднего карбона составляет:
7.Освоение скважин проводится в режимах:
а) – непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом
б) – непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом автоматическом;
в) – непрерывном, циклическом ручном, циклическом автоматическом;
г)- циклическом ручном, циклическом автоматическом;
д) –непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом;
8.Минимально допустимое давление на приеме насоса для скважин, работающих на
9.Освоение скважин в непрерывном режиме проводится, если:
а) – скважина ремонтировалась без глушения, размер насоса изменен незначительно, насос
б) – скважина ремонтировалась с глушением, типоразмер насоса изменен Ндин
в) – скважина ремонтировалась с глушением, без изменения типоразмера насоса
д) – скважина ремонтировалась без глушения,без изменения типоразмера насоса
10.Максимальное понижение Ндин при непрерывном освоении обусловлено:
а) – пластовым давлением
б) – глубиной скважины
в) – производительностью насоса
д) – коэффициентом продуктивности скважин
Тест №4 по профессии «Бурильщик эксплуатационных и разведочных скважин»
МДК 01.01. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин »
1.Контроль за освоением после запуска ШГНУ производится:
а) – замерами на ГЗУ
б) – периодической отбивкой динамических уровней
д) – периодической отбивкой динамических уровней и снятием динамограммы
2. Коэффициент подачи насоса для среднедебитной скважины:
а) – каждый час по технологической карте
б) – в течении часа и по последнему изменению Ндин
в) – в течении смены
д) – после установки Ндин
4. Какой из перечисленных факторов является основным источником загрязнения
призабойной зоны и ствола скважины:
а) – промывки и глушение скважин жидкостями, отрицательно влияющими на
фильтрационную характеристику пласта
б) – продукты коррозии и АСПО
в) – механические загрязнения, заносимые во время ремонтов скважин
5.Какие химические реагенты должны применяться для приготовления технологических
жидкостей при промывках и глушении скважин?
а) – не оказывающие вредного влияния на окружающую среду и организм человека
б) – имеющие сертификат и разрешение на применение в нефтяной промышленности в
в) – не вызывающие коррозию глубинно-насосного оборудования и обсадной колонны
д) – не образующие высоковязких эмульсий
6. В каких случаях промывки ствола скважины до забоя являются обязательными?
а) – после КРС,при переводе УСШН на ЭЦН и наоборот,при ПРС по причине засорения
скважинного оборудования и после длительного срока его работы (более 600 суток)
б) – каждый второй ремонт связан с подъемом насоса, а также после длительной его работы
в) – только после КРС и отбивки забоя вышеуказанного в плане работ
д) – при ПРС по причине засорения и запарафинивания оборудования
7. При измерении уровня жидкости с избыточным давлением в затрубном пространстве
Тест по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» (расширенный) с ответами
В формуле для определения суточной производительности УШГН коэффициент подачи имеет единицу измерения:
По динамограмме можно определить следующий коэффициент, участвующий в определении коэффициента подачи ШГН:
-учитывающий утечки в НКТ;
-учитывающий утечки в насосе;
-характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность;
+учитывающий различие в длине хода устьевого штока и плунжера насоса;
В формуле теоретической производительности УШГН величина Fн определяет:
-площадь сечения цилиндра насоса;
+площадь сечения плунжера насоса;
-площадь сечения обсадной колонны;
-средняя площадь сечения насосных штанг;
-площадь сечения НКТ.
Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для безводных девонских нефтей равен:
Коэффициент, характеризующий изменение объема нефти при подъеме на поверхность для каменноугольных нефтей равен:
+не менее 6 диаметров каната;
-не менее 5 диаметров каната;
-не менее 4 диаметров каната;
-не менее 3 диаметров каната;
-не менее 2 диаметров каната;
Требования к ограждениям движущихся частей СКН;
+высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м;
-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.8 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м;
-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.7 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,4 м;
-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.6 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,35 м;
-высота перильного ограждения должна быть не менее 1.5 м, расстояние до движущихся частей не менее 0,5 м;
В группу малодебитных скважин входят скважины:
-С содержанием нефти в воде до 1 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.
-С содержанием нефти в воде более 1тн/сут.при высоте подъема до 1400м.
-С дебитом нефти более 5 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.
+С дебитом жидкости менее 5куб.м/сут при высоте подъема до 1400м.
-С дебитом нефти и газа 10 тн/сут. при высоте подъема до 1400м.
Определение высокосернистых скважин в процентном отношении содержания серы в нефти:
Определение высокопарафинистых скважин в процентном отношении парафина в нефти:
К высоковязким нефтям (ВВН) относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает:
С малой глубиной спуска насоса принято классифицировать следующие скважины, у которых:
-Прием насоса на глубине до 300м
+Прием насоса на глубине до 450м
-Прием насоса на глубине до 450-1350м
-Прием насоса на глубине до 1350-1500м
-Прием насоса на глубине до 1500-1600м
Давление насыщения газом нефти нижнего карбона составляет:
Пластовая температура среднего карбона составляет:
Освоение скважин проводится в режимах:
-непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом
-непрерывном ручном, непрерывном автоматическом, циклическом автоматическом
+непрерывном, циклическом ручном, циклическом автоматическом
-циклическом ручном, циклическом автоматическом
-непрерывном автоматическом, циклическом ручном, циклическом автоматическом
Минимально допустимое давление на приеме насоса для скважин, работающих на девоне:
Освоение скважин в непрерывном режиме проводится, если:
-скважина ремонтировалась без глушения, типоразмер насоса изменен незначительно, насос спущен под Ндин
-скважина ремонтировалась с глушением, типоразмер насоса изменен, Ндин 0,8Нпн
+скважина ремонтировалась без глушения, без изменения типоразмера насоса, Ндин 0,8Нпн
Максимальное понижение Ндин при непрерывном освоении обусловлено:
+плотностью жидкости глушения
-коэффициентом продуктивности скважины
Контроль за освоением после запуска ШГНУ производится:
-периодической отбивкой динамических уровней
+замерами на ГЗУ и периодической отбивкой уровней
-периодической отбивкой динамических уровней и снятием динамограммы
Коэффициент подачи насоса для среднедебитной скважины:
Время контроля за динамическим уровнем при циклическом ручном режиме освоения:
-каждый час по технологической карте
+в течение часа и по последнему изменению Ндин
-до снижения Ндин до Нпн
-после установки Ндин
+Промывки и глушение скважин жидкостями, отрицательно влияющими на фильтрационную характеристику пласта.
+Продукты коррозии и АСПО.
+Механические загрязнения, заносимые во время ремонтов скважин.
+Остатки цементного раствора.
-Не оказывающие вредного влияния на окружающую среду и организм человека.
+Имеющие сертификат и разрешение на применение в нефтяной промышленности в установленном порядке.
-Не вызывающие коррозию глубинно-насосного оборудования и обсадной колонны.
-Обеспечивающие нейтрализацию сероводорода при газопроявлениях.
-Не образующие высоковязких эмульсий.
+После КРС, при переводе с УСШН на ЭЦН и наоборот, при ПРС по причине засорения скважинного оборудования и после длительного срока его работы (более 600 суток).
-Каждый второй ремонт, связанный с подъемом насоса, а также после длительной его работы (более 1000 суток)
-Только после КРС и отбивки забоя выше указанного в плане работ.
-При перекрытии шламом интервалов перфорации.
-При ПРС по причине засорения и запарафинивания оборудования.
При измерении уровня жидкости с избыточным давлением в затрубном пространстве применяется метод:
При измерении уровня жидкости, когда давление газа в затрубном пространстве скважины близко к атмосферному, применяется метод:
Каким документом назначается комиссия по выбору площадок и трасс коммуникаций нефтепроводов, водоводов, ВЛ и ТМ:
-распоряжением по цеху;
-приказом по ОАО «Татнефть»;
Какой толщины должна быть песчаная подушка при монтаже привода штангового насоса:
Куда должен подключаться контур заземления при монтаже привода УСШН:
-к любому металлическому сооружению;
-к манифольдной линии;
+к эксплуатационной колонне;
С мая 2002г. в ОАО «Татнефть» с целью сокращения сроков ввода скважин из бурения принята схема обустройства куста скважин с расстоянием между скважинами:
-больше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг
-ниже КПД электродвигателя
-меньше нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг
+выше КПД электродвигателя
-выше коэффициент наполнения насоса
-скорости движения жидкости в НКТ
-скорости движения головки балансира
-числу качаний балансира
+скорости движения штанг
Для откачки высоко вязкой нефти (ВВН) рекомендуется применение.
-применение метода использования сил гравитации (МИСГ)
+насосов с диаметром плунжера 44мм и 57мм с увеличенным размером всасывающего клапана
-применение НКТ с защитным покрытием DPC и ПЭП-585
-применение глубинных дозаторов
-применение глубинных нагревателей
От чего зависит величина энергозатрат на подъем продукции из скважин
+степень уравновешенности привода штангового насоса
Силы гидродинамического сопротивления пропорциональны.
-эффективной вязкости продукции
-скорости подъема продукции в НКТ
+эффективной вязкости продукции и скорости ее подъема в НКТ
+чем лучше уравновешен привод штангового насоса
-чем меньше длина хода УШГН
-чем меньше число качаний балансира
-чем меньше режим откачки
-чем больше режим откачки
+типоразмер оборудования, степень уравновешенности привода штангового насоса, условия эксплуатации и режим откачки
-плотность добываемой продукции, диаметр НКТ, число качаний балансира
-вязкость нефти, длина и диаметр штанговой колонны, мощность эл.двигателя
-глубина залегания продуктивного пласта, мощность эл.двигателя
-вязкость добываемой продукции, степень уравновешенности привода штангового насоса
-от типоразмера ШГН
-от глубины спуска насоса
-от мощности эл.двигателя
+от неравномерности его загрузки
Что может оказаться целесообразно для снижения гидродинамических потерь при высокой вязкости продукции и дебитах более 25-30 куб.м/сут
-увеличение числа качаний балансира
-уменьшение длины хода полированного штока
-уменьшение режима откачки
-уменьшение числа качаний балансира
+применение НКТ большего диаметра
В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для среднедебетных скважин
В каких пределах заключены фактические удельные затраты на добычу нефти для высокодебитных скважин (более 35 куб.м/сут)
+КПД электродвигателя, наземной и подземной части установки
-пункты 2 и 3 вместе
Каким требованиям должны удовлетворять средства контроля производительности скважин :
+не нарушать технологический процесс добычи жидкости из скважин
+должны быть работоспособны в широком диапазоне изменения температуры и давления.
+средства контроля должны быть сертифицированы Госстандартом РФ.
+иметь возможность оперативной проверки.
Какой тип ГЗУ применяется для замера дебита скважин по жидкости от 5-10 куб.м/ сут. :
+»Спутник АМ», «Спутник Б»
-«Спутник АС», «Спутник С».
-Установка » Квант «, «Спутник АС», «Спутник Б».
-ГЗУ » Дельта», «Спутник АМ», «Спутник Б».
-ГЗУ » Альфа», «Спутник АМ», «Спутник Б».
Диапазон измерения расхода жидкости установки типа «Спутник АМ»
Регулятор уровня обеспечивает качественный замер за счет чего:
-турбулентного режима движения жидкости через счетчик.
-циклического прохождение жидкости через счетчик в пульсирующем режиме.
-постоянство уровня жидкости в емкости.
-давление газа в емкости.
+циклического прохождения жидкости через счетчик с постоянными скоростями.
Предел измерения по жидкости на установке » Спутник Б» составляет:
Оптимальная продолжительность замера дебита скважины до 5 куб.м/сут., счетчиком ТОР составляет:
Оптимальная продолжительность замера дебита скважины до 5 куб.м/сут счетчиком СКЖ составляет:
Какова периодичность проверки цикла замеров ГЗУ :
Периодичность корректировки циклов замеров ГЗУ проводят в следующих случаях при:
+недостоверности получаемых замеров
+вводе и выводе скважин из эксплутационного добывающего фонда
+изменении режимов отбора из скважин.
+изменении системы нефтесбора.
-при уменьшении дебита скважины.
-при получении недостоверных данных.
-по указанию начальника ЦДНГ.
+при большом разбросе получаемых замеров
-при увеличении дебита скважины.
-» Спутник АМ» с счетчиком «СКЖ».
-» Спутник АС» с счетчиком «СКЖ».
-» Спутник Б » с счетчиком «ТОР».
+ГЗУ » Дельта» с счетчиком «СКЖ»
-ГЗУ » Дельта» с счетчиком «ТОР».
— при высоком газовом факторе жидкости.
— для оперативного контроля высокодебитных скважин.
— при выходе из строя счетчика на ГЗУ.
+ для оперативного индивидуального контроля малодебитных скважин
— при большой обводненности.
Увеличение глубины погружения насоса на 100 м увеличивает температуру на его приеме на:
Какой ингибитор парафиноотложения применяется в ОАО «Татнефть»:
При отклонении оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12о искривление ствола скважины не должно превышать на 10 м:
При вязкости жидкости до 90 мПа*с рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень:
Частота качаний цепного привода ЦП-60-18-3-0,5/2,5 находится в пределах:
Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих верхний девон:
Какая группа посадки (по стандарту АНИ) рекомендуется в случае откачки высоковязкой продукции:
Обычный вес тяжелого низа колонны насосных штанг для условий ОАО «Татнефть» находится в интервале:
Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих нижний карбон:
Рекомендуемая глубина подвески насоса в скважинах эксплуатирующих средний карбон:
Фиксированная длина хода цепного привода ЦП-60:
Рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень, при вязкостях жидкости от 90-180 мПа*с:
Рекомендуемая глубина погружения насоса под динамический уровень, при вязкостях жидкости от 180-350 мПа*м:
Условно вертикальными принято считать скважины с углами наклона не более:
Теоретическая подача насоса с условным размером 175 при длине хода 3 м и 1 качании
На нагруженность колонны штанг для насоса условного размера 175 оказывают влияние:
+Ндин и rжид и Р буф
-Крутящий момент на валу редуктора СК
В целях снижения вероятности обрыва штанговой колонны при сохранении отбора жидкости рекомендуется :
-Уменьшить диаметр насоса и увеличить число качаний
-Увеличить диаметр насоса и уменьшить длину хода
-Увеличить число качаний и уменьшить длину хода
-Уменьшить число качаний и диаметр насоса
+Увеличить длину хода и диаметр насоса, уменьшить число качаний.
При внедрении новых подвесок штанг не рекомендуется :
-Оснащать штанги скребками-центраторами
+Составлять подвеску из штанг разных марок стали и видов термообработки, но одной группы прочности
-Составлять многоступенчатую колонну штанг
-Производить спуск штанг со скоростью более 0.2 м/с
-Укладывать штанги на мостки более 2х рядов.
Работа УШСН считается нормальной если коэффициент подачи высоко и средне дебитных скважин находится в пределах:
Стандартная длина плунжера составляет :
+4 фута плюс 3 дюйма
-4 фута плюс 5 дюймов
-4 фута плюс 2.25 дюйма
Основное отличие в принципе работы вставного насоса от трубного:
-Отсутствует сегрегация фаз
-Уменьшены сопротивления в нагнетательном клапане
-Потери хода за счет растяжения сжатия НКТ и штанг уменьшены
-Меньший объём «мертвого пространства»
Основным критерием при подборе привода УШСН является :
+Дебит скважины, глубина спуска
Длины цилиндра и удлинителей выбираются исходя из :
-Общей длины насоса
+Хода плунжера с учетом растяжения сжатия штанг и НКТ
-Глубины спуска насоса
-Длины полированного штока
Наиболее широко применяются в ОАО Татнефть насосы типа:
Допустимое приведенное напряжение в штангах для УШГН с насосом 44 мм составляет:
-Да, при известной компоновке штанг
-Да, при числе качаний менее 5
-Да, при длине хода менее 3 м
Какая минимальная глубина погружения ЭЦН под динамический уровень:
+которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не больше 0,15-0,25;
-которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не меньше 0,01-0,02;
-которая обеспечивает газосодержание потока на приеме не больше 0,35-0,45;
Скорость всплывания газовых пузырьков при обводненности больше 50% составляет (см/с):
Потери напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока зависят от:
-диаметра труб и дебита жидкости;
-диаметра труб и глубины подвески насоса;
+диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости и свойств продукции скважины;
-диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости и мощности погружного двигателя;
-диаметра труб, глубины подвески насоса, дебита жидкости, свойств продукции скважины и мощности погружного двигателя.
При подборе УЭЦН для нефтяной скважины возможно следующее допущение:
+коэффициент продуктивности скважины имеет постоянное значение;
+инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром;
+пластовое давление в районе скважины имеет постоянное значение;
+обводненность продукции скважины имеет постоянное значение;
Скорость всплывания газовых пузырьков при обводненности меньше 50% составляет (см/с):
-На глубину установки насосного агрегата;
-До зоны перфорации.
+Через каждые 300 м;
-Через каждые 100 м;
-Через каждые 1000 м;
-Через каждые 500 м;
Какой диаметр шаблона необходимо использовать для проверки проходимости эксплуатационных колонн для группы установки насос ЭЦНМ6 ПЭДУ 123В5:
Какой минимальный внутренний диаметр обсадной колонны необходим для группы установки насос ЭЦНМ5 ПЭД 117 ЛВ5:
Для эксплуатации скважин с УЭЦН существуют схемы обвязки:
-в зависимости от климатических условий
-в зависимости от Т0 и Р
-в зависимости от рельефа
-в зависимости от производственной необходимости
При индивидуальном варианте скважины устанавливается ли клеммная коробка в обвязке:
-по мере необходимости
-в зависимости от условий эксплуатации
-в зависимости от напряжения в линии
При обвязке скважины с УЭЦН кабель прокладывается:
Используется ли на кустовых скважинах КТППН:
-в зависимости от условий эксплуатации
-в зависимости от мощности куста
-для питания эл. двигателя УЭЦН
+для питания эл. двигателей УЭЦН, СК
-для преобразования элетроэнергии
-для питания эл.двигателя СК
-для уменьшения напряжения
КТППН изготавливаются для климатических условий:
-для умеренной зоны
-ограничение по Т0 до + 500
При кустовой обвязке при наличии УЭЦН и СК
-скважины могут работать от одной КТППН
-скважины могут работать от одной СУ
+скважины могут работать от одной КТП и индивидуальных СУ
-скважины могут работать от одной ТМПН и СУ
-скважины могут работать от одной КТП, ТМПН и СУ
Номинальное напряжение на КТППН:
-Максимальный темп набора кривизны ствола скважины 30 на 10 м., а в зоне работы установки 20 на 10 м.
-Для защиты от проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость ПЭД.
-Для компенсации утечек масла.
-Для обеспечения смазки подшипников ПЭД.
+Для защиты от проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость ПЭД, компенсации утечек масла и тепловых изменений объема масла.
-Для поддержания заданного температурного режима работы ПЭД.
-Для предотвращения обратного вращения ЭЦН под действием столба жидкости в НКТ при остановках скважины.
-Для облегчения запуска установки.
-Для предотвращения засорения ЭЦН.
+Для предотвращения обратного вращения ЭЦН при остановке скважины, облегчения ее запуска, а также для опрессовки НКТ после спуска установки в скважину.
-Для обратной промывки ствола скважины.
-Максимальную глубину спуска УЭЦН (м.).
-Максимальный напор (м.)
-Напор (м.) при минимальной подаче.
+Номинальный напор (м.) при номинальной подаче.
-Напор (м.) при максимальной подаче.